Simulasi Combined Cycle Power Plant 500 MW Dengan Mode Konfigurasi Operasi 3-3-1 Sebagai Peak Load Dan Base Load Dengan Menggunakan Software Gatecycle - ITS Repository

TUGAS AKHIR (KONVERSI ENERGI) – TM141585

SIMULASI

COMBINED CYCLE POWER

PLANT

_{500MW DENGAN MODE}

KONFIGURASI OPERASI 3-3-1 SEBAGAI

PEAK LOAD

_DAN

BASE LOAD

_DENGAN

MENGGUNAKAN

SOFTWARE GATECYCLE

M IQBAL MUTTAQIN NRP. 2111100156

Dosen Pembimbing

Prof. Dr. Ir. Djatmiko Ichsani, M.Eng

JURUSAN TEKNIK MESIN Fakultas Teknologi Industri

FINAL PROJECT (ENERGY CONVERSION) – TM141585

SIMULATION OF COMBINED CYCLE POWER

PLANT 500MW WITH OPERATING MODE

CONFIGURATION 3-3-1 AS BASE LOAD AND

PEAK LOAD BY USING SOFTWARE GATE

CYCLE

M IQBAL MUTTAQIN NRP. 2111100156

Academic Supervisor

Prof.Dr. Ir. Djatmiko Ichsani, M.Eng

DEPARTMENT OF MECHANICAL ENGINEERING Faculty of Industrial Technology

3-3-1 SEBAGAI

PEAK LOAD

DAN

BASE LOAD

DENGAN MENGGUNAKAN

SOFTWARE

GATECYCLE

Nama Mahasiswa : M Iqbal Muttaqin

NRP : 2111 100 156

Jurusan : S1 Teknik Mesin FTI ITS

Dosen Pembimbing : Prof. Dr. Ir. Djatmiko Ichsani, M.Eng

Abstrak

Pemadaman listrik yang dialami hampir setiap daerah saat ini disebabkan kekurangan pasokan listrik. Bila hal ini tidak mendapat perhatian khusus dan upaya terobosan luar biasa, maka krisis listrik bisa terjadi dalam 3-4 tahun kedepan. Saat ini total kapasitas terpasang nasional sebesar 50.000 MW yang dibangun PLN beserta swasta sejak PLN berdiri. Dengan memperhitungkan proyeksi pertumbuhan ekonomi 6-7% setahun, dalam lima tahun ke depan dibutuhkan tambahan kapasitas listrik sebesar 35.000 MW atau 7.000 MW per tahun. Oleh karena itu, pemerintah tidak memiliki pilihan lain kecuali harus menambah kapasitas listrik sebesar 35.000 MW. Program kelistrikan ini menjadi program strategis nasional yang dikukuhkan dalam dokumen Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional 2015-2019. Hal inilah yang memperkuat keputusan PT Indonesia Power untuk mengganti PLTU UBP Perak dengan Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU atau Combined Cycle).

gas Mitsubishi M501DA. Data-data tersebut digunakan untuk membuat pembuatan sistem pada software GateCycle. Setelah perancangan simulasi dinyatakan convergen dan sesuai dengan validasi termodinamika, maka akan dilakukan variasi sesuai dengan output yang diingikan yakni peak load 500MW dan base load 100MW.

Dari penelitian ini didapatkan bahwa untuk memenuhi beban puncak 500MW (peak load), pembangkit dioperasikan dengan konfigurasi 3-3-1 beban 100% dengan konsumsi LHV bahan bakar sebesar 1005320 kJ/s. Sedangkan pada beban dasar 100MW (base load), pembangkit dioperasikan dengan konfigurasi 1-1-1 beban 60% dengan konsumsi LHV bahan bakar sebesar 221292 kJ/s. Pada saat peak load, pembangkit memiliki efisiensi sebesar 49,73%. Sedangkan pada saat base load, pembangkit memiliki efisiensi sebesar 45,18%. Berbanding terbalik dengan heat rate yang bernilai 1728,9 kcal/kWh dan 1903,5 kcal/kWh.

CONFIGURATION 3-3-1 AS BASE LOAD AND PEAK

LOAD BY USING SOFTWARE GATECYCLE

Student Name : M Iqbal Muttaqin

NRP : 2111 100 156

Departement : S1 Teknik Mesin FTI ITS

Advisor Lecturer : Prof. Dr. Ir. Djatmiko Ichsani, M.Eng

Abstract

Power outages experienced in most area these recent days was caused by power shortage. If it does not get any special attention and extraordinary breakthrough efforts, the electricity crisis will occur within 3-4 years. Currently, the national installed capacity of 50,000 MW have been built by PLN and private companies since PLN was established. By considering the projected economic growth of 6-7% per year, it needs additional power capacity 35,000 MW during next five years (or 7,000 MW per year). Therefore, the government has no another choice besides adding35,000 MW of electricity capacity. It becomes national strategic program which is stated in National Medium-Term Development Plan period 2015-2019. This is what reinforces PT Indonesia Power’s decision to replace UBP Perak steam power plant with gas and steam power plant (or Combined Cycle Power Plant)..

validation, variation which were suitable with expected output (in which peak load is 500MW and base load is 100MW) will be carried out.

By this study, it was found that to fulfill peak load 500MW, power plant was operated with configuration 3-3-1 load 100% with LHV fuel consumption 1005320 kJ/S. While with base load 100MW, power plant was operated with configuration 1-1-1 load 60% with LHV fuel consumption 22192 kJ/S. At peak load, power plant efficiency was 49.73%, while at base load power plant got 45.18% of efficiency. Inversely proportional to the heat rate, which are 1728.9 kcal/kWh and 1903.5 kcal/kWh.

Bismillahirrahmanirrahim, Assalamu‘alaikum Wr. Wb.

Alhamdulillah segala puji syukur kami panjatkan kehadirat Allah SWT, karena atas limpahan rahmat dan hidayah-Nya penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir yang berjudul “Simulasi Combine Cycle Power Plant 500MW dengan Mode Konfigurasi Operasi 3-3-1 Sebagai Peak Load dan Base Load dengan Menggunakan Software Gatecycle”. Tugas Akhir ini disusun sebagai persyaratan kelulusan pada Program Studi S1 Teknik Mesin Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabya.

Dalam penyusunan Tugas Akhir ini penulis banyak mendapat saran, dorongan, bimbingan serta keterangan-keterangan dari berbagai pihak yang merupakan pengalaman yang tidak dapat diukur secara materi, namun dapat membukakan mata penulis bahwa sesungguhnya pengalaman dan pengetahuan tersebut adalah guru yang terbaik bagi penulis. Oleh karena itu dengan segala hormat dan kerendahan hati perkenankanlah penulis mengucapkan terima kasih kepada :

 Papa dan Mama yang selalu memberikan dukungan dan doanya.

 Bapak Djatmiko Ichsani, selaku dosen pembimbing yang selalu memberikan bimbingan dan arahan dalam penulisan Tugas Akhir ini.

 _{Bapak Bambang Sudarmanta, bapak Kadarisman dan bapak}

Atok Setiyawan. selaku dosen penguji yang telah memberikan saran dan kritik kepada penulis.

 Seluruh dosen serta karyawan di Jurusan Teknik Mesin ITS yang telah memberikan banyak sekali bantuan selama penulis berkuliah, baik akademis maupun non akademis.

 Teteh Sarah, teteh Nisa dan Irfan yang telah membantu menterjemahkan, merapihkan dan mencetak Tugas Akhir ini.

 Azhar, Angga, Atus, Mukhlis, Louis, Ridwan, Alvin dan teman-teman lainnya yang sering mengingatkan penulis untuk terus shalat berjamaah di Masjid Manarul Ilmi.

 Mas Iqbal, mas Anas, Mas Khoiri dan Syabab Hizbut Tahrir lainnya.

 Latif, Ari, Bobby, Nazilah dan teman-teman pengurus Himpunan Mahasiswa Mesin ITS periode 2013/2014

 Semua pihak yang tidak mungkin penulis sebutkan satu persatu yang telah terlibat banyak membantu sehingga tugas akhir ini dapat diselesaikan.

Dalam penyusunan tugas akhir ini, penulis menyadari masih terdapat banyak kekurangan yang dibuat baik sengaja maupun tidak sengaja, dikarenakan keterbatasan ilmu pengetahuan dan wawasan serta pengalaman yang penulis miliki. Untuk itu penulis mohon maaf atas segala kekurangan tersebut tidak menutup diri terhadap segala saran dan kritik serta masukan yang bersifat kontruktif bagi diri penulis.

Akhir kata semoga dapat bermanfaat bagi penulis sendiri, institusi pendidikan dan masyarakat luas. Amin!

Wassalamu ‘alaikum Wr. Wb

Surabaya, Januari 2016

ABSTRAK ... i

BAB II TINJAUAN PUSTAKA DAN DASAR TEORI ... 9

2.1 Pengertian Umum PLTGU ... 9

2.3.3 Konfigurasi 3–3–1 ... 18

2.4 Komponen Utama PLTGU ... 18

2.4.1 Turbin Gas ... 18

2.4.2 HRSG (Heat Recovery Steam Generator) ... 19

2.4.3 Turbin Uap ... 22

2.5 Analisis Termodinamika ... 23

2.5.5 Perhitungan Fraksi Massa ... 30

2.5.6 Perhitungan Efisiensi Siklus ... 31

2.5.7 Perhitungan Laju Kalor (Heat Rate) ... 32

2.6 Penelitian Terdahulu ... 32

2.6.1 Analisis repowering PLTU unit 1 PT PJB UP Gresik menggunakan software gatecycle dengan mempertahankan daya steam tubine sebesar 100 MW ... 32

2.6.2 Studying the effects of combining internal and external heat recovery on techno-economic performances of gas– steam power plants. ... 34

BAB III METODE PENELITIAN ... 37

3.1 Metodologi ... 37

3.2 Flowchart Penelitian ... 37

3.3 Penjelasan Flowchart Penelitian ... 40

3.3.1 Tahap Identifikasi ... 40

3.3.2 Tahap Pengambilan Data dan Analisis ... 40

3.3.3 Tahap Simulasi ... 40

3.3.4 Tahap Perhitungan Termodinamika ... 42

3.3.5 Tahap Pengambilan Kesimpulan ... 43

3.4 Flowchart Perhitungan ... 43

3.5 Penjelasan Flowchart Perhitungan... 46

BAB IV ANALISIS DATA DAN PEMBAHASAN ... 49

4.1 Membangun Pemodelan PLTGU UBP Perak dengan Software GateCycle ... 49

4.2 Validasi Hasil Simulasi GateCycle dengan Perhitungan Termodinamika... 53

4.2.1 Opened Cycle – Unit 1 ... 54

4.2.2 Closed Cycle ... 55

4.2.3 Combined Cycle ... 57

4.2.4 Matriks Mass Balance ... 58

4.3 Analisis Kondisi Tingkat Keadaan pada PLTGU Setelah Dilakukan Variasi ... 61

4.3.1 Variasi Beban pada Konfigurasi 3-3-1 ... 61

4.3.2 Variasi Beban pada Konfigurasi 2-2-1 ... 70

4.3.4 Grafik Variasi ... 73

4.4 Data Hasil Simulasi Combined Cycle pada Konfigurasi 3-3-1 ... 77

4.4.1 Flow Data Opened Cycle ... 77

4.4.2 Distribusi Temperatur HRSG ... 78

4.4.3 Flow Data Closed Cycle ... 87

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ... 91

5.1 Kesimpulan ... 91

5.2 Saran ... 91

DAFTAR PUSTAKA ... 93

xi

Gambar 1.1 Rencana kebutuhan kapasitas berdasar jenis

pembangkit ... 3

Gambar 1.2 Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar se-Indonesia ... 4

Gambar 1.3 Kemampuan pembangkit pada saat beban dasar maupun puncak ... 6

Gambar 2.1 Skema Sederhana PLTGU ... 9

Gambar 2.2 (a) Siklus Brayton (b) Diagram P-v dan Diagram T-s ... 11

Gambar 2.3 (a) Siklus Rankine (b) Diagram Temperatur – Entropinya ... 13

Gambar 2.4 Daily Load Curve Sistem Jamali ... 16

Gambar 2.5 Bagan Turbin Gas dan Komponennya ... 18

Gambar 2.6 Flow Diagram Gas Buang HRSG ... 20

Gambar 2.7 Skema HP SH-2 HRSG PLTGU UP Gresik ... 26

Gambar 2.8 Skema Steam Turbine PLTGU UP Gresik ... 26

Gambar 2.9 Open Feedwater Heater ... 27

Gambar 2.10 Siklus Regeneratif dengan Satu Open Feedwater Heater ... 28

Gambar 2.11 Closed Feedwater Heater ... 29

Gambar 2.12 Siklus Regeneratif dengan Satu Closed Feedwater Heater ... 30

Gambar 2.13 Siklus Regeneratif ... 30

Gambar 2.14 Pemodelan PLTU Unit 1 dengan software GateCycle ... 34

Gambar 2.15 Pemodelan PLTGU hasil full repowering ... 34

Gambar 2.16 Permodelan pada software GateCycle CCGTs ... 36

Gambar 3.1 Flowchart Penelitian ... 39 Gambar 3.2 Heat Balance Diagram pada PLTGU UP Gresik .... 41 Gambar 3.3 Skema Simulasi PLTGU UP Gresik ... 41 Gambar 3.4 Flowchart perhitungan siklus gabungan ... 45 Gambar 4.1 Penomeran pada setiap tingkat keadaan Heat Balance Diagram ... 49 Gambar 4.2 Hasil pemodelan perencanaan PLTGU UBP Perak . 52 Gambar 4.3 Hasil Running Cycle PLTGU yang telah konvergen

... 53 Gambar 4.4 Matriks mass balance sebelum diketahui mass flow

rate setiap tingkat keadaan ... 59 Gambar 4.5 Matriks mass balance sebelum diketahui mass flow

rate setiap tingkat keadaan ... 60 Gambar 4.6 Pemodelan Combined Cycle dengan Konfigurasi

3-3-1 ... 62 Gambar 4.7 Skema Sistem Pembangkit Tenaga Gas ... 62 Gambar 4.8 T-s Diagram dari Siklus Pembangkit Tenaga Gas ... 64 Gambar 4.9 Skema Sistem Pembangkit Tenaga Uap ... 65 Gambar 4.10 T-s Diagram dari Siklus Pembangkit Tenaga Uap 69 Gambar 4.11 Pemodelan Combined Cycle dengan Konfigurasi

2-2-1 ... 71 Gambar 4.12 Pemodelan Combined Cycle dengan Konfigurasi

1-1-1 ... 72 Gambar 4.13 Efisiensi Netto Pembangkit Terhadap Pembebanan

pada Setiap Konfigurasi ... 73 Gambar 4.14 Heat Rate Netto Pembangkit Terhadap Pembebanan pada Setiap Konfigurasi ... 74 Gambar 4.15 Daya Netto Pembangkit Terhadap Pembebanan

Gambar 4.17 Distribusi Temperatur HRSG ... 78

Gambar 4.18 Q-T Diagram HP Superheater-2 ... 79

Gambar 4.19 Q-T Diagram HP Superheater-1 ... 80

Gambar 4.20 Q-T Diagram HP Evaporator ... 81

Gambar 4.21 Q-T Diagram HP Economizer-2 ... 82

Gambar 4.22 Q-T Diagram LP Evaporator ... 83

Gambar 4.23 Q-T Diagram HP Economizer-1 ... 84

Gambar 4.24 Q-T Diagram LP Economizer ... 85

Gambar 4.25 Q-T Diagram Pre Heater ... 86

Tabel 4.1 Data analisis kandungan bahan bakar ... 50

Tabel 4.2 Spesifikasi Gas Turbine Mistubishi Heavy Industries M501D ... 51

Tabel 4. 3 Nilai error antara data hasil simulasi GateCycle dan perhitungan termodinamika ... 57

Tabel 4.4 Hasil Keseluruhan Sistem Konfigurasi 3-3-1 ... 61

Tabel 4.5 Hasil Keseluruhan Sistem Konfigurasi 2-2-1 ... 70

Tabel 4.6 Hasil Keseluruhan Sistem Konfigurasi 1-1-1 ... 71

Tabel 4.7 Flow Data Kompresor ... 77

1.1 Latar Belakang

Hasil Proyeksi Penduduk Indonesia yang dilakukan oleh Badan Pusat Statistik, bahwa pertumbuhan rata-rata per tahun penduduk Indonesia selama periode 2010-2035 menunjukkan kecenderungan terus menurun. Dalam periode 2010-2015 dan 2030-2035 laju pertumbuhan penduduk turun dari 1,38 persen menjadi 0,62 persen per tahun. Walaupun demikian, jumlah penduduk Indonesia selama dua puluh lima tahun mendatang terus meningkat yaitu dari 238,5 juta pada tahun 2010 menjadi 305,6 juta pada tahun 2035.

Hal tersebut menjadikan jumlah kebutuhan tenaga listrik (pelanggan) meningkat dari 60,3 juta tahun 2015 menjadi 78,4 juta pada tahun 2024 atau bertambah rata-rata 2,2 juta per tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 87,7% menjadi 99,4%. Secara regional, kebutuhan listrik Jawa - Bali diperkirakan akan meningkat dari 165,4 TWh menjadi 324,4 TWh, atau tumbuh rata-rata 7,8% per tahun. Untuk Indonesia Timur pada periode yang sama, kebutuhan listrik akan meningkat dari 22,6 TWh menjadi 57,1 TWh atau tumbuh rata-rata 11,1% per tahun. Wilayah Sumatera tumbuh dari 31,2 TWh menjadi 82,8 TWh atau tumbuh rata-rata 11,6% per tahun.

permintaan listrik sebesar 8,5% dalam lima tahun terakhir. Ketertinggalan itu akibat terkendala berbagai permasalahan, seperti pembebasan lahan, regulasi dan perizinan, pendanaan, hingga negosiasi harga jual listrik antara pihak swasta dengan PLN.

Saat ini total kapasitas terpasang nasional sebesar 50.000 MW yang dibangun PLN beserta swasta sejak PLN berdiri, Dengan memperhitungkan proyeksi pertumbuhan ekonomi 6-7% setahun, dalam lima tahun ke depan dibutuhkan tambahan kapasitas listrik sebesar 35.000 MW atau 7.000 MW per tahun. Oleh karena itu, pemerintah tidak memiliki pilihan lain kecuali harus menambah kapasitas listrik sebesar 35.000 MW. Program kelistrikan ini menjadi program strategis nasional yang dikukuhkan dalam dokumen Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional 2015-2019.

Sumber : Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, PT PLN (Persero) 2015-2019 Gambar 1.1 Rencana kebutuhan kapasitas berdasar jenis

pembangkit

Sumber : Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, PT PLN (Persero) 2015-2019 Gambar 1.2 Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis

bahan bakar se-Indonesia

1.2 Perumusan Masalah

Untuk memenuhi amanat Peraturan Pemerintah Nomor 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, PT PLN (Persero) menyusun dokumen Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) tahun 2015-2024. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik (demand forecast) disusun untuk memperkirakan jumlah energi listrik yang diperlukan untuk mendukung pertumbuhan ekonomi yang ditargetkan Pemerintah dengan memperhatikan pertumbuhan penduduk. Pengembangan kapasitas pembangkit direncanakan untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dengan margin cadangan (reserve margin) tertentu dan sedapat mungkin direncanakan secara optimal dengan prinsip biaya terendah (least cost). Pengembangan pembangkit juga mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat.

Namun karena telah mengalami penurunan unjuk kerja dan kerusakan yang begitu kompleks, sejak tahun 1995, Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) berkapasitas 2x25 milik PT Indonesia Power disana tidak dapat beroperasi kembali. Tingginya penggunaan solar hingga 200 kilo liter (kl) per hari dan biaya operasional, menjadikan urgensitas dalam pembangunan pembangkit listrik baru.

Gambar 1.3 Kemampuan pembangkit pada saat beban dasar maupun puncak

1.3 Batasan Masalah

Pada analisis berikut diambil beberapa batasan masalah dan asumsi yang akan membantu dalam proses analisis, perhitungan dan pembahasan. Batasan masalah yang diambil adalah sebagai berikut :

1. Analisis berdasarkan referensi data operasi PLTGU PT PJB Unit Pembangkitan Gresik

2. Analisis PLTGU menggunakan konfigurasi 3-3-1, 2-2-1 dan 1-1-1

3. Analisis yang digunakan adalah termodinamika 4. Pembebanan di unit dalam kondisi tunak

5. Bahan bakar yang digunakan adalah gas alam dengan hasil uji terlampir

6. Heat Loss dan kebocoran pada sistem maupun pipe line diabaikan

7. Efek energi kinetik dan potensial diabaikan

8. Simulasi dilakukan dengan software GateCycle Version 5.61 9. Analisis perhitungan ekonomi diabaikan.

1.4 Tujuan Penelitian

Adapun manfaat yang dapat diambil dari penelitian ini adalah sebagai berikut :

1. Mengetahui properties setiap tingkat keadaan pada kondisi peak load dan base load

2. Mengetahui konsumsi bahan bakar pembangkit pada kondisi peak load dan base load

3. Mengetahui nilai heat rate dan efisiensi pada kondisi peak load dan base load

1.5 Manfaat Penelitian

2.1 Pengertian Umum PLTGU

A : Sistem Turbin Gas

B : Heat Recovery Steam Generator C : Sistem Turbin Uap

Gambar 2.1 Skema Sederhana PLTGU

menjadi uap pada HRSG (Heat Recovery Steam Generator). Selanjutnya uap hasil pemanasan tadi digunakan untuk memutar turbin uap (PLTU).

Dapat dilihat pada gambar 2.1 secara garis besar, sistem kerja PLTGU dimulai dengan masuknya udara bertekanan tinggi dan bahan bakar ke ruang bakar (combustor) untuk proses pembakaran. Pada turbin gas hasil pembakaran digunakan untuk mengerakkan sudu gas turbin, sehingga menyebabkan turbin berputar. Karena turbin berada satu poros dengan generator, maka perputaran turbin mengakibatkan timbulnya energi listrik yang dihasilkan oleh generator.

Gas buang dari proses pembakaran tersebut sebelumnya dibuang begitu saja ke udara bebas. Kemudian dengan adanya kemajuan teknologi, gas buang pada PLTG yang masih mempunyai temperatur tinggi dapat dimanfaatkan lagi, dengan cara memasukkan gas buang tersebut ke HRSG untuk memanaskan air yang ada di HRSG. Di dalam HRSG terjadi pertukaran panas antara gas panas yang dikeluatkan exhaust gas turbine dengan fluida kerja PLTU dengan siklus tertutup (Closed Cycle). Hasil pemanasan air berupa uap (steam) masuk ke turbin uap berupa uap kering untuk menggerakkan sudu-sudu turbin. Karena turbin uap dan generator terletak pada satu poros, putaran turbin menyebabkan generator dapat menghasilkan energi listrik.

Dalam pendekatan termodinamika, siklus gabungan (Combined Cycle) akan dibagi menjadi dua yaitu Brayton Cycle dan Rankine Cycle.

2.1.1 Siklus Brayton

Siklus Brayton merupakan siklus daya termodinamika ideal untuk turbin gas. Siklus yang terdiri dari proses kompresi isentropik dan diakhiri dengan proses pelepasan panas pada tekanan konstan ini, melibatkan tiga komponen utama. Yakni kompresor, ruang bakar (combustion chamber), dan turbin. Media kerja udara atmosfer masuk melalui sisi inlet kompresor, melewati ruang bakar, dan dilepaskan ke atmosfer setelah melewati turbin. Fenomena-fenomena termodinamika yang terjadi pada siklus Brayton ideal adalah sebagai berikut.

(a) (b)

2. Proses 2-3 Pembakaran Isobarik : Pada tahap 2-3, udara terkompresi masuk ke ruang bakar. Bahan bakar diinjeksikan ke dalam ruang bakar, dan diikuti dengan proses pembakaran bahan bakar tersebut. Energi panas hasil pembakaran diserap oleh udara (qin), meningkatkan temperatur udara, dan menambah volume udara. Proses ini tidak mengalami kenaikan tekanan udara, karena udara hasil proses pembakaran bebas berekspansi ke sisi turbin. Karena tekanan yang konstan inilah maka proses ini disebut isobarik.

3. Proses 3-4 Ekspansi Isentropik : Udara bertekanan yang telah menyerap panas hasil pembakaran, berekspansi melewati turbin. Sudu-sudu turbin yang merupakan nozzle-nozzle kecil berfungsi untuk mengkonversikan energi panas udara menjadi energi kinetik. Sebagian energi tersebut dikonversikan turbin untuk memutar kompresor. Pada sistem pembangkit listrik turbin gas, sebagian energi lagi dikonversikan turbin untuk memutar generator listrik. Sedangkan pada mesin turbojet, sebagian energi panas dikonversikan menjadi daya dorong pesawat oleh sebentuk nozzle besar pada ujung keluaran turbin gas.

4. Proses 4-1 Pembuangan Panas : Tahap selanjutnya adalah pembuangan udara kembali ke atmosfer. Pada siklus Brayton ideal, udara yang keluar dari turbin ini masih menyisakan sejumlah energi panas ke atmosfer.

2.1.2 Siklus Rankine

(a) (b)

Gambar 2.3 (a) Siklus Rankine (b) Diagram Temperatur – Entropinya

1. Proses 1-2: Fluida kerja / air dipompa dari tekanan rendah ke tinggi, dan pada proses ini fluida kerja masih berfase cair sehingga pompa tidak membutuhkan input tenaga yang terlalu besar. Proses ini dinamakan proses kompresi-isentropik karena saat dipompa, secara ideal tidak ada perubahan entropi yang terjadi.

2. Proses 2-3: Air bertekanan tinggi tersebut masuk ke HRSG untuk mengalami proses selanjutnya, yaitu dipanaskan secara isobarik (tekanan konstan). Sumber panas didapatkan dari gas panas dari sisa pembuangan exhaust gas turbine. 3. Proses 3-4: Proses ini terjadi pada turbin uap. Uap air kering

dari boiler masuk ke turbin dan mengalami proses ekspansi secara isentropik. Energi yang tersimpan di dalam uap air dikonversi menjadi energi gerak pada turbin.

2.2 Pola Operasi P3B

Penggunaan energi listrik adalah suatu bentuk penggunaan energi yang sangat fleksibel baik ditinjau dari kemungkinan konversinya maupun transmisinya. Akan tetapi energi listrik sulit disimpan, jadi harus dibangkitkan pada saat dibutuhkan. Dengan demikian maka kontinuitas pasok listrik menjadi permasalahan utama dalam manajemen kelistrikan baik dari segi operasi maupun dari segi perencanaan.

Sistem kelistrikan di Jawa Bali terhubung secara interkoneksi, dimana kebutuhan listrik dipasok oleh beberapa jenis pembangkit, yaitu PLTU, PLTG, PLTGU, PLTP, dan PLTA. Masing - masing pembangkit beroperasi dengan berbagai macam bahan bakar, yaitu gas, batu bara, panas bumi, air, dan minyak. Pengaturan penjadwalan pembangkit, yang beroperasi di Jawa Bali dilakukan oleh P3B (Pusat Pengola Pengatur Beban) yang berlokasi di Jakarta.

Ada 3 kriteria yang harus dipenuhi dalam mengatur operasi unit pembangkit, yaitu keamanan, mutu dan ekonomi. Keamanan adalah kemampuan sistem kelistrikan untuk menghadapi kejadian yang tidak direncanakan (gangguan), tanpa terjadi pemadaman. Mutu adalah kemampuan sistem kelistrikan untuk menjaga agar semua batasan operasi unit pembangkit, unit transmisi dan unit distribusi terpenuhi sesuai Aturan Jaringan (Grid Code). Ekonomi adalah optimasi biaya pengoperasian tenaga listrik tanpa melanggar batasan keamanan dan mutu, dalam hal ini dipengaruhi oleh jenis bahan bakar.

2.2.1 Base Load (Beban Dasar)

Pola operasi base load menggunakan unit pembangkit dengan biaya produksi (Rp/kWh) paling murah dan secara teknik mempunyai ramping rate relatif kecil sehingga lambat dalam merespon perubahan demand. Untuk kondisi saat ini pola operasi base load diberlakukan pada unit pembangkit waduk kecil atau Run of River (PLTA dasar), PLTP, PLTG/PLTGU berbahan bakar gas dan PLTU berbahan bakar batubara.

2.2.2 Medium Load (Beban Sedang)

Pola operasi medium load menggunakan unit pembangkit dengan biaya operasi (Rp/KWh) agak murah (sedikit lebih mahal dibanding unit pembangkit base load), dimana unit pembangkit ini dioperasikan setelah pembangkit base load beroperasi maksimal dan kebutuhan listrik belum terpenuhi. Hal ini diterapkan pada pembangkit jenis PLTGU dan PLTU yang berbahan bakar minyak (BBM).

2.2.3 Peak Load (Beban Puncak)

Gambar 2.4 Daily Load Curve Sistem Jamali

Unit pembangkit yang beroperasi dengan pola medium load dan peak load dikatakan sebagai pembangkit load follower. Pembangkit load follower adalah pembangkit yang beroperasi mengikuti kebutuhan konsumen atau load demand di sistem Jawa Bali yang berubah secara real time. Unit pembangkit berbahan bakar gas mendapat prioritas utama. Hal ini terkait dengan kontrak gas yang menggunakan system Take Or Pay (TOP) dimana PLN dalam hal ini sebagai pembeli diharuskan menyerap gas dengan nilai minimum yang telah disepakati yaitu 70% dari nilai kontrak. Kelebihan penyerapan gas dianggap sebagai gas make up, yaitu nilai yang sudah dibayar oleh PLN dan sewaktu-waktu dapat diambil. Bila gas tidak terserap sesuai kontrak nominal maka PLN akan dikenakan pembayaran TOP.

2.3 Konfigurasi PLTGU

Ditinjau dari konfigurasi jumlah turbin gas dan Heat Recovery Steam Generator (HRSG) dan turbin uapnya, suatu PLTGU dapat di susun dengan beberapa konfigurasi, tetapi umumnya dibedakan menjadi tiga, yaitu :

2.3.1 Konfigurasi 1–1–1

Konfigurasi ini merupakan PLTGU yang paling sederhana karena hanya terdiri dari 1 turbin gas (GT), 1 HRSG dan 1 turbin uap (ST). Pada sebagian PLTGU ini bahkan generatornya hanya satu sehingga turbin gas, turbin uap dan generator merupakan mesin satu poros (single shaft combined cycle). Posisi generator dapat berada diantara turbin gas dan turbin uap atau turbin uap diatara turbin gas dan generator.

Kelebihan susunan PLTGU 1–1–1 antara lain adalah mampu memenuhi kebutuhan permintaan daya secara cepat dan ekonomis, konsumsi air dan bahan bakar nya rendah serta konsumsi listrik pemakaian sendiri (works power) juga rendah. 2.3.2 Konfigurasi 2–2–1

2.3.3 Konfigurasi 3–3–1

Konfigurasi 3–3–1 merupakan konfigurasi yang menghasilkan output daya paling besar dengan variasi operasi paling banyak.

2.4 Komponen Utama PLTGU

Contoh komponen-komponen yang akan dibahas diambil dari PLTGU yang dimiliki dan diandalkan oleh Unit Pembangkitan Gresik dengan kapasitas beban 500MW.

2.4.1 Turbin Gas

Turbin gas merupakan salah satu komponen utama dalam proses menghasilkan energi listrik pada PLTGU (Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap). Disebut dengan turbin gas, karena perputaran turbin terjadi akibat gas panas yang dihasilkan dari hasil pembakaran.

Beberapa faktor yang menjadi alasan penggunaan turbin gas sebagai pembangkit energi listrik adalah karena turbin gas mempunyai akselarasi yang tinggi untuk menanggulangi adanya kenaikan atau penurunan beban (load) jaringan (konsumen) yang sulit diperkirakan, dan relatif mudah dalam pembangunan, pemasagan serta pengoperasian.

Komponen utama turbin gas sebagai berikut. 1. Intake Air Filter (IAF)

Udara yang dibutuhkan untuk proses pembakaran dan sebagian untuk pendinginan turbin gas sebelum masu turbin terlebih dahulu disaring oleh saringan (filter), agar udara yang masuk bersih. Karena kotoran sekecil apapun yang masuk akan dapat menyebabkan kerusakan unit. IAF terdiri dari 1.056 buah filter, yang seluruhnya harus selalu dalam kondisi bersih.

2. Inlet Guide Vane (ICV)

Berfungsi mengatur kebutuhan udara, sesuai dengan beban yang ditetapkan.

3. Kompresor

Berfungsi untuk mengkompresi atau memampatkan udara yang masuk menjadi udara bertekanan sesuai dengan kriteria udara untuk pembakaran. Udara yang dihasilkan kompresor digunakan sebagai udara pembakaran.

4. Turbin Gas

Berfungsi sebagai penggerak Generator Turbin Gas berputar karena tekanan gas panas dari hasil pembakaran bahan bakar yang dialirkan ke sudu-sudu turbin.

5. Generator

Generator berada pada satu poros atau dikopel dengan turbin gas, sehingga perputaran turbin gas akan menyebabkan generator ikut berputar. Generator dilengkapi dengan alat penguat medan magnet di sisi rotor, dan belitan di sisi stator. Medan magnet bila berpotorngan dengan belitan akan terjadi tegangan, dan terjadi energi listrik.

2.4.2 HRSG (Heat Recovery Steam Generator)

pada boiler terjadi proses pembakaran, sementara di HRSG tidak ada proses pembakaran.

Pemanasan air di HRSG dilakukan dengan memanfaatkan gas buang semaksimal mungkin dari turbin gas. Bila tidak dialirkan ke HRSG, gas buang tersebut dibuang ke udara melalui by pass stack. Padahal gas buang itu masih memiliki temperature yang tinggi, yaitu sekitar 500°C dengan aliran (flow) yang besar. Karena beroperasi dengan memanfaatkan gas buang, PLTGU merupakan pembangkit yang efisien. Proses dalam menghasilkan uap tidak membutuhkan pembakaran bahan bakar, bahkan dapat memanfaatkan energi panas yang sebelumnya hanya dibuang ke udara melalui by pass stack.

HRSG prinsipnya sebagai pembetuk uap bertekanan, dengan media panas berasal dari gas buang turbin gas. Kemudian uap bertekanan tersebut dipergunakan untuk menggerakan turbin uap, dan selanjutnya memutar generator.

Secara garis besar HRSG terdiri atas 2 tingkat, sesuai dengan uap yang dihasilkan, yaitu High Pressure (HP) dan Low Pressure (LP). Kedua uap tersebut dipisahkan dengan peralatan yang bebeda, sesuai dengan gas buang yang dilaluinya. Di bagian bawah adalah peralatan HP, dan dilaui gas buang paling panas. Sementara peralatan LP terletak di bagian atas.

Komponen HRSG dalam membentuk High Pressure Steam sebagai berikut.

1. HP Steam Drum

Berfungsi untuk menampung hasil uap bertekanan tinggi dan air, kemudian dialirkan pada bagian berikutnya.

2. HP Boiler Circulation Pump

Berfungsi mempompa air dari HP Drum melalui HP Evaporator.

3. HP Economizer

Berfungsi untuk menaikkan temperatur air bertekanan tinggi yang masuk ke dalamnya. Terdiri dari HP Primary Economizer dan HP Secondary Economizer. 4. HP Evaporator

Berfungsi untuk menguapkan air bertekanan tinggi yang masuk ke dalamnya, sehingga berubah dari fase air menjadi fase uap kering.

5. Primary Super Heater

Berfungsi untuk menaikkan temperatur uap yang berasal dari HP Evaporator, sehingga menjadi uap superheat.

6. Secondary Super Heater

Fungsinnya sama dengan Primary Super Heater. Prosesnya uap dari Primary Super Heater menuju Secondary Super Heater, dan selanjutnya uap superheat tersebut masuk ke HP Steam Turbin.

Komponen HRSG dalam membentuk Low Pressure Steam sebagai berikut.

1. LP Steam Drum

Berfungsi untu menampung hasil uap bertekanan rendah dan air, kemudian disalurkan ke bagian berikutnya.

Berfungsi mempompa air dari LP Drum melalui LP Evaporator.

3. LP Economizer

Berfungsi untuk menaikkan temperatur air bertekanan rendah yang masuk ke dalamnya sebelum ke LP Drum.

4. LP Evaporator

Berfungsi untuk menguapkan air bertekanan rendah yang masuk ke dalamnya, sehingga dari fase air berubah menjadi fase uap kering. Selanjutnya uap tersebut masuk ke LP Drum untuk dipisah antara air dan uap. Uap masuk ke LP Steam Turbine.

Komponen HRSG lainnya sebagai berikut. 1. Pre Heater

Berfungsi menaikkan temperature air kondensat. Air yang masuk ke preheater berasal dari kondensor yang dipompa oleh Condenser Extraction Pump (CEP). Apabila turbin gas menggunakan bahan bakar minyak, air kondensat tidak dilewatkan preheater, karena bahan bakar minyak mempunyai kandungan sulfur tinggi. Sehingga dikhawatirkan terjadi endapan sulfur pada preheater. Sementara itu, bahan bakar gas sedikit atau sangat kecil kandungan sulfurnya.

2. Exhaust Damper

Berfungsi sebagai pengatur laluan gas buang dari turbin gas menuju by pass stack untuk Opened Cycle atau ke HRSG untuk Combined Cycle.

2.4.3 Turbin Uap

Setelah proses di turbin gas dan HRSG, proses terakhir terjadi di steam turbine atau turbin uap. Karena PLTGU menggunakan Combined Cycle, maka terdapat dua turbin dalam pengoperasiannya, yaitu turbin gas dan turbin uap.

uap berada satu poros dengan generator, putaran turbin uap menyebabkan generator ikut berputar, dan akhirnya menghasilkan energi listrik.

Bagian-bagian utama steam turbin sebagai berikut.

1. Kondensor, fungsinya untuk mengubah uap menjadi air.

2. Turbin uap, fungsinya untuk memutar generator. 3. Generator, fungsinya untuk membangkitkan energi

listrik.

Adapun bagian-bagian seperti CWP (Circulating Water Pump), CEP (Condensate Extraction Pump), Dearator, BFP (Boiler Feed Pump), SAE (Starting Air Rejector), Gland Steam Condenser adalah alat-alat bantu utama sistem steam turbin.

2.5 Analisis Termodinamika

Sebagai validasi simulasi dalam metode penelitian ini, dibutuhkan analisis perhitungan termodinamika sebagai berikut, 2.5.1 Perhitungan Kerja dan Perpindahan Kalor PLTG

Pada penjelasan sebelumnya tentang Brayton Cycle dan gambar 2.1, telah diketahui bagaimana sistem turbin gas bekerja secara ideal. Persamaan-persamaan berikut untuk kerja dan perpindahan kalor energi yang terjadi pada kondisi tunak (steady state). Untuk mempermudah perhitungan turbin diasumsikan dioperasikan adiabatik dan dengan efek-efek energi kinetik dan potensial yang diabaikan serta dalam kondisi terisolasi dari lingkungan sekitar. Sehingga kerja turbin gas dapat dinyatakan melalui persamaan,

0 = Q_CV −W_t+ m h₃−h₄+ V31−V42

2 + g(z3−z4) ... (2.1)

atau

0 = QCV −Wt+ m h2−h1+ V₂1−V₁2

2 + g(z2−z1) ... (2.3)

atau

W_𝑐= m [𝑕₂− 𝑕₁] ... (2.4)

Penambajan kalor ke dalam siklus per satuan massa melalui combuster adalah

Effisiensi Thermal Brayton Cycle adalah η_GT = W𝑡

𝑄𝑓(𝐺𝑇) ... (2.7)

2.5.2 Perhitungan Kerja dan Perpindahan Kalor PLTU Pada penjelasan sebelumnya tentang Rankine Cycle dan gambar 2.2, telah diketahui bagaimana sistem turbin uap bekerja secara ideal. Persamaan-persamaan berikut untuk kerja dan perpindahan kalor energi yang terjadi pada kondisi tunak (steady state). Untuk mempermudah perhitungan turbin diasumsikan dioperasikan adiabatik dan dengan efek-efek energi kinetik dan potensial yang diabaikan serta dalam kondisi terisolasi dari lingkungan sekitar. Sehingga kerja turbin uap dapat dinyatakan melalui persamaan,

volume atur yang melingkupi bagian kondensasi dari penukar

Kondensat cair yang meninggalkan kondensor di kondisi 1 di pompa dari kondensor ke dalam HRSG yang bertekanan lebih tinggi. Dengan menggunakan volume atur di sekitar pompa dan mengasumsikan tidak ada perpindahan kalor dengan sekitarnya, kesetimbangan laju massa dan energi adalah

0 = Q_CV −W_P+ m h₂−h₁+ V21−V12

2 + g(z2−z1) ... (2.12)

atau

Wp

m = h2−h1 ... (2.13)

Fluida kerja menyelesaikan siklus ketika cairan yang meninggalkan pompa pada titik kondisi 2 dipanaskan sampai jenuh dan diuapkan di dalam HRSG. Dengan menggunakan volume atur yang melingkupi tabung HRSG dan drum yang mengalirkan air pengisian dari kondisi 2 ke kondisi 3, kesetimbangan laju massa dan energi menghasilkan,

0 = Q_CV −W_t+ m h₃−h₄+ V31−V42

2 + g(z3−z4) ... (2.14)

Gambar 2.7 Skema HP SH-2 HRSG PLTGU UP Gresik

Q_in = m_𝑤[h₁₄−h₁₃] ... (2.13)

m_𝑔.𝑐_𝑔.𝛥𝑇_{2𝑌𝑆𝐻} = m_𝑤[𝑕₁₄− 𝑕₁₃] ... (2.14)

Efisiensi thermal Rankine Cycle adalah,

Gambar 2.8 Skema Steam Turbine PLTGU UP Gresik

𝜂=𝛴𝑊𝑡 𝑚−𝛴𝑊𝑝 𝑚

𝑄 𝑖𝑛⁄𝑚 =

m₁₅ 𝑕_15−𝑕16 + m₂₆ 𝑕_{26−𝑕27 −𝛴𝑊𝑝}

2.5.3 Analisis Open Feedwater Heater

Gambar 2.9 Open Feedwater Heater

Open feedwater heater merupakan heat exchanger tipe direct contact akan membentuk suatu aliran yang memiliki temperatur tersebut. Pada heat exchanger jenis ini aliran yang berbeda temperatur akan bercampur secara langsung tanpa adanya penyekat.

Fraksi y dapat dihitung dengan menerapkan prinsip-prinsip konservasi massa dan konservasi energi pada volume atur di sekeliling pemanas air-pengisian. Jika tidak terjadi perpindahan kalor antara pemanas air-pengisian dan lingkungan sekitarnya serta efek energi kinetik dan potensial dapat diabaikan, kesetimbangan laju massa dan energi pada kondisi steady akan menghasilkan

0 =𝑦𝑕_𝑢+ 1− 𝑦 𝑕_𝑖− 𝑕_𝑜 ... (2.16)

Gambar 2.10 Siklus Regeneratif dengan Satu Open Feedwater Heater

2.5.4 Analisis Closed Feedwater Heater

Gambar 2.11 Closed Feedwater Heater

Closed feedwater heater merupakan heat exchanger tipe shell and tube. Pada feedwater heater ini feedwater yang mengalir di dalam tube temperaturnya akan meningkat sedangkan ekstrasi uap akan terkondensasi di luar tube. Karena kedua fluida tidak bercampur maka keduanya dapat memiliki tekanan yang berbeda.

Fraksi dari aliran total yang diekstraksi y dapat dihitung dengan menerapkan prinsip-prinsip konservasi massa dan konservasi energi pada volume atur di sekeliling pemanas tertutup. Dengan mengasumsikan tidak terjadi perpindahan kalor antara pemanas air pengisian dan lingkungan sekelilingnya dan mengabaikan efek energi kinetik dan potensial, kesetimbangan laju massa dan energi pada kondisi steady state dapat disederhanakan menjadi

0 =𝑦 𝑕_𝑢𝑖𝑛 − 𝑕_{𝑢𝑜𝑢𝑡} + (𝑕_𝑖− 𝑕_𝑜) ... (2.18)

atau

Gambar 2.12 Siklus Regeneratif dengan Satu Closed Feedwater Heater

Pada T - s diagram proses 7 – 8 adalah suatu proses thortling yang terjadi pada steam trap. Pada proses ini terjadi ekspansi tekanan yang cukup signifikan dengan entalphy yang konstan atau dapat dikatakan entalphy pada keadaan 7 memiliki nilai yang sama besar dengan entalphi pada keadaan 8.

2.5.5 Perhitungan Fraksi Massa

Perhitungan fraksi massa digunakan untuk mengetahui laju aliran yang melalui di setiap masing-masing komponen pembangkit. Fraksi massa biasa sering digunakan pada siklus regeneratif. Langkah awal yang penting dalam menganalisis siklus uap regeneratif ada evaluasi terhadap laju aliran massa yang melalui setiap komponen. Dengan menggunakan satu volume atur yang melingkupi kedua tingkat turbine, kesetimbangan laju massa pada kondisi tunak adalah

𝑚 8+ 𝑚 9= 𝑚 7 ... (2.20)

Dimana ṁ1 adalah laju massa yang masuk ke dalam

turbine tingkat pertama pada kondisi 1, ṁ2 adalah laju massa yang

diekstrak dan keluar pada kondisi 8, dan ṁ9 adalah laju massa

yang keluar dari turbine tingkat kedua pada kondisi 9, jika dibagi dengan ṁ1, maka akan diperoleh nilai berdasarkan unit massa

yang melewati turbine tingkat pertama.

𝑚 8

𝑚 7 +𝑚 9

𝑚 7

= 1 ... (2.21)

Jika fraksi dari aliran total yang diekstrasi pada kondisi 2 diwakili oleh variabel y (y=ṁ8/ṁ7), fraksi dari aliran total yang

melewati turbine tingkat kedua adalah

𝑚 9

𝑚 7 = 1− 𝑦 ... (2.22) 2.5.6 Perhitungan Efisiensi Siklus

η % =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑙𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑘 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑑𝑖𝑕𝑎𝑠𝑖𝑙𝑘𝑎𝑛

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑚𝑎𝑠𝑢𝑘 𝑥 100% ... (2.23)

atau digunakan secara khusus pada PLTGU,

η % =𝑀𝑊 𝐺𝑇 + 𝑀𝑊 (𝑆𝑇)

𝑄𝑓(𝐺𝑇) 𝑥 100% ... (2.24)

Energi listrik yang dihasilkan oleh turbin gas maupun turbin uap pada persamaan diatas merupakan energi listrik netto yang telah dikurangi oleh daya pemutar kompresor dan pompa-pompa pada sistem.

2.5.7 Perhitungan Laju Kalor (Heat Rate)

Suatu pembangkit listrik diukur performanya berdasarkan suatu nilai yang disebut dengan Heat Rate dengan satuan yang biasa digunakan kcal/kWh. Heat Rate menurut istilah teknis ketenagalistrikan adalah jumlah energi yang ditambahkan melalui perpindahan kalor ke dalam siklus (kcal), untuk menghasilkan satu unit keluaran kerja netto (kWh). Oleh karena itu, laju kalor berbanding terbalik dengan efisiensi thermal.

𝐻𝑒𝑎𝑡𝑟𝑎𝑡𝑒= 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑓𝑢𝑒𝑙 𝑕𝑒𝑎𝑡𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡 (𝑘𝑐𝑎𝑙)

𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 (𝑘𝑊𝑕) ... (2.25)

2.6 Penelitian Terdahulu

2.6.1 Analisis repowering PLTU unit 1 PT PJB UP Gresik menggunakan software gatecycle dengan mempertahankan daya steam tubine sebesar 100 MW

meningkatkan efisiensi siklus. Metode repowering yang digunakan pada penelitian tersebut adalah full repowering. Pada metode itu, boiler lama diganti dengan komponen HRSG (Heat Recovery Steam Generator) dan turbin gas. Sehingga prinsip kerja sistem yang mulanya simple cycle dimodifikasi menjadi combine cycle. HRSG yang digunakan adalah 3 unit HRSG tipe single pressure, dan turbin gas yang dipakai adalah 3 unit turbin gas Mitsubishi seri H-100 dengan daya terpasang masing-masing 99 MW. Pemodelan repowering sistem pembangkit dilakukan menggunakan software Gate Cycle.

Setelah pemodelan sistem pembangkit menggunakan software Gate Cycle dilakukan, peneliti memperoleh hasil yang menunjukkan adanya peningkatan performa dari sistem pembangkit. Efisiensi siklus meningkat sebesar 10,65 %, dari yang awalnya 37,60 % menjadi 48,25 %. Net power mengalami kenaikan 289,98 MW yaitu dari 100,35 MW menjadi 390,33 MW. Serta untuk nilai heat rate mengalami perbaikan 504,86 kcal / kW-hr yakni dari yang mulanya 2286,98 kcal / kW-hr menjadi 1782,12 kcal / kW-hr.

Gambar 2.14 Pemodelan PLTU Unit 1 dengan software GateCycle

Gambar 2.15 Pemodelan PLTGU hasil full repowering 2.6.2 Studying the effects of combining internal and external heat recovery on techno-economic performances of gas–steam power plants.

power plant (CCGTs) dengan cara memvariasikan Turbine Inlet Themperatur (TIT) dari combustor menuju turbin gas. Penelitian ini bertujuan untuk mencganalisis dampak dari perubahan gas exhaust themperatur dan efisiensi pembangkit saat terjadi perubahan TIT sebesar 1050, 1200, 1350 dan 1500°C.

Gambar 2.16 Permodelan pada software GateCycle CCGTs

3.1 Metodologi

Metodologi merupakan kerangka dasar dari tahapan penyelesaian tugas akhir. Metodologi penulisan tugas akhir ini mencangkup semua kegiatan yang dilaksanakan untuk memecahkan masalah atau melakukan proses analisis terhadap permasalahan tugas akhir.

3.2 Flowchart Penelitian

Kerangka atau alur berpikir digunakan untuk mempermudah proses penelitian. Adapun kerangka berpikir penelitian ini dijelaskan pada flowchart penelitian dibawah ini,

Mulai

Identifikasi Masalah

Kebutuhan Listrik Nasional

Perumusan Tujuan

Kapasitas Pembangkit 500MW (Peak Load) dan 100MW (Base Load)

Studi Literatur

Mempelajari Karakteristik PLTGU Terhadap Variasi

Beban dari Penelitian Terdahulu dan Standar Operasi

PLTGU

Observasi Lapangan

Pemilihan Ketersedian Gas Turbine dengan Spesifikasi Sesuai dengan Kebutuhan Beban

Pengambilan data Komposisi Bahan Bakar, Heat Balance

Diagram dan PID PLTGU UP

Gresik Sebagai Referensi

A B

Membuat pemodelan PLTGU berdasarkan referensi sistem PLTGU

UP Gresik

Perhitungan dan Analisis Termodinamika

- Mass Balance

- Energy Balance

Input data system, ambient, spesifikasi dan

properties pada setiap komponen

Melakukan asumsi-asumsi yang diperlukan dengan acuan standar operasi PLTGU

D F

Validasi Hasil

Error < 1%

Running Cycle Convergen

Kapasitas Beban sesuai

kebutuhan

Ya Ya Tidak

Tidak

Tidak

Ya

D F

C E G

Kesimpulan

Selesai

Variasi Beban dan Konfigurasi - Beban Puncak (Peak Load)

3.3 Penjelasan Flowchart Penelitian

Proses dalam penyelesaian penelitian ini melalui beberapa tahap tahap sebagai berikut,

3.3.1 Tahap Identifikasi

Pada tahapan awal identifikasi dilakukan pengamatan terhadap masalah yang dirumuskan menjadi tujuan dari penelitian yaitu menyediakan listrik dengan kapasitas pembangkit saat peak load 500MW. Studi literature mencari dan mempelajari bahan pustaka yang berkaitan dengan analisis termodinamika combined cycle power plant. Studi literature ini diperoleh dari berbagai sumber teks book, salah satunya yang berjudul Fundamental of Engineering Thermodynamics oleh Michael J. Moran. Dan penulis juga memasukan beberapa sumber lain seperti jurnal ilmiah dan beberapa penelitian terdahulu. Kemudian dilakukan pengamatan lapangan terhadap sistem pembangkit di PLTGU UP Gresik melalui Centre Control Room sebagai referensi dalam perencanaan PLTGU UBP Perak.

3.3.2 Tahap Pengambilan Data dan Analisis

Dari studi literatur dan observasi mengenai combine cycle power plant, dilakukan pengambilan data pada PLTGU. Data-data yang dibutuhkan terangkum dalam beberapa sumber seperti Heat Balance Diagram, buku Mengenal dan Memahami Proses Operasi PLTGU Pengalaman dari Gresik oleh Hari Susanto (Supervisor Produksi PLTGU PT PJB UP Gresik), dan printout dari CCR.

3.3.3 Tahap Simulasi

Gambar 3.2Heat Balance Diagram pada PLTGU UP Gresik

Heat Balance Diagram diatas adalah kondisi existing PLTGU UP Gresik konfigurasi 3-3-1 pada beban 100% dengan menggunakan bahan bakar Natural Gas. Analisis untuk pengujian performa, menggunakan software GateCycle versi 5.61 dengan variasi kofigurasi 3-3-1 sebagai mode operasi peak load dan 1-1-1 sebagai mode operasi base load.

Dalam simulasi ini tidak hanya mengubah konfigurasi, namun juga spesifikasi gas turbine dan steam turbine. Hal ini dilakukan karena mempertimbangkan ketersediaan barang dalam perencanaan pembangunan. Data ketersediaan didapat dari Gas Turbine World Handbook 2013.

3.3.4 Tahap Perhitungan Termodinamika

Dalam menganalisa performa pembangkit, dapat digunakan metode analisa secara termodinamika. Bentuk keadaan tunak dari neraca laju massa dan energi, dikembangkan dan diaplikasikan untuk berbagai kasus dari bidang rekayasa. Bentuk keadaan tunak yang diperoleh tidak berlaku untuk kondisi transien saat menghidupkan awal dan mematikan operasi peralatan, tetapi hanya berlaku untuk kondisi saat operasi yang tunak. Situasi semacam ini dapat ditemui dalam penelitian yang menggunakan pendekatan perhitungan termodinamika.

Pada suatu volume atur dalam keadaan tunak, kondisi massa yang berada di dalam volume atur dan pada daerah batasnya, tidak berubah menurut waktu. Lajua aliran massa serta laju perpindahan energi oleh kalor dan kerja juga konstan terhadap waktu. Penumpukan massa di dalam volume atur, tidak dapat terjadi, sehingga d𝑚 𝑐𝑣/𝑑𝑡= 0 akan digunakan dengan persamaan sebagai berikut,

𝑚 𝑖 𝑖 = 𝑚 𝑒 𝑒 ... (3.1) Dengan pendekatan bahwa total laju energi yang dipindahkan ke dalam volume atur adalah sama dengan total laju energi yang dipindahkan keluar dari volume atur, 𝑑𝐸𝑐𝑣/𝑑𝑡= 0, maka akan digunakan persamaan sebagai berikut,

3.3.5 Tahap Pengambilan Kesimpulan

Tahapan ini merupakan ujung dari analisis simulasi dan termodinamika pada Combined Cycle dengan menarik kesimpulan yang didapat berupa properties pada setiap tingkat keadaan, heat rate dan efisiensi pembangkit dalam memenuhi kebutuhan listrik nasional.

3.4 Flowchart Perhitungan

Mulai

Menghitung:

1. Kerja Netto(Ẇnet ,GT)

2. Kalor Bahan Bakar (Qin GT)

3. Efisiensi & Heat Rate Instalasi Gas Turbine

Properties Bahan Bakar : Q_𝑏𝑏; ṁgas; T1; T12; SG

Properties Gas Turbine : p1; T1; p2; T2; p3; T3; p4; T4; T12;

Properties HRSG:

Preheater: p15; T16; p15; T16;ṁcondensate

HP Steam: p₂₇; T₂₇;ṁHPS

LP Steam: p38; T38;ṁLPS

HP Feed Water: p20; T20;ṁHP FW

LP Feed Water: p29; T29;ṁLP FW

Exhaust GT: T4; ṁgas

Menghitung:

1. Panas yang Diserap HRSG

2. Panas yang Masuk HRSG (Qin HRSG)

3. Efisiensi & Heat Rate HRSG

Properties Instalasi Steam Turbine: HP BFP: p₁₉; T₁₉; p₂₀;ṁ20

LP BFP: p18; T18; p29; ṁLPS

CEP: p40; T40; p13;ṁ40

HPS Turbine: p27; T27; p28; T28; ṁ27

LPS Turbine: p38; T38; p39; T39; ṁ38

A

Gambar 3.4Flowchart perhitungan siklus gabungan

Menghitung:

4. Kerja Pompa (Wp), HPST (ẆHPST), LPST (ẆLPST)

5. Kerja Netto Instalasi Steam Turbine(Ẇnet ,ST)

6. Panas yang Diterima Steam Turbine (Qnet ST)

7. Efisiensi & Heat Rate Instalasi Steam Turbine

Menghitung:

8. Kerja Netto Siklus Gabungan (Ẇnet ,CC)

9. Panas Total Siklus Gabungan (Q_{in ,CC})

10. Efisiensi & Heat Rate Siklus Gabungan

Data Output: Ẇnet ,CC; Qin ,CC; Ƞ_CC ; HRCC

Selesai

3.5 Penjelasan Flowchart Perhitungan

Untuk mendapatkan efisiensi dan heat rate pada siklus gabungan dilakukan langkah perhitungan sebagai berikut:

1. Menghitung AFR Desain Turbin Gas ṁbb = Qbb ρ_bb.

ṁudara = mbb . AF

2. Menghitung Kerja Netto Instalasi Turbin Gas AF = ṁudara

ṁbb

3. Menghitung Panas yang Diberikan Bahan Bakar

W_c = ṁudara

4. Menghitung Efisiensi dan Heat Rate Instalasi Gas Turbine Ƞ_GT = Wnet GT

Qin GT

HR_GT = 860 kcal

1 kWh . Ƞ_GT

5. Menghitung Panas yang Masuk ke HRSG Q_{in HRSG} = ṁ_gas . h_{in HRSG}

6. Menghitung Panas yang Mampu Diserap HRSG Q_HRSG = Q_steam − Q_feedwater + Q_preheater

7. Menghitung Efisiensi dan Heat Rate HRSG Ƞ_HRSG = QHRSG

HRHRSG =

860 kcal 1 kWh . Ƞ_HRSG

8. Menghitung Kerja Pompa, High Pressure dan Low Pressure Steam Turbine

Wp = ṁair . vin . ΔP

WHPST = ṁ27(h27-h28)

W_LPST = ṁ₃₈(h₃₈-h₃₉)

9. Menghitung Kerja Netto Instalasi Steam Turbine Wnet ST = WHPST + WLPST − Wp

10. Menghitung Panas yang Diterima Instalasi Steam Turbine Q_{in ST} = [m_gas . h₄−h₅ ] _{HRSG 1.1} + [m_gas . h₄−

h5]HRSG 1.2 + [mgas . h4−h5]HRSG 1.3

11. Menghitung Efisiensi dan Heat Rate Instalasi Steam Turbine Ƞ_ST = Wnet ST

Qin ST

HRST =

860 kcal 1 kWh . Ƞ_ST

12. Menghitung Kerja Netto Siklus Gabungan W_{net CC} = 𝛴 W_{net GT 1.1 1.2 1.3}+ W_{net ST}

13. Menghitung Total Panas yang Diberikan ke Siklus Q_{in CC} =Q_{in GT 1.1} + Q_{in GT 1.2} + Q_{in GT 1.3}

14. Menghitung Efisiensi dan Heat Rate Siklus Gabungan Ƞ_CC = Wnet CC

Q HRST =

4.1 Membangun Pemodelan PLTGU UBP Perak dengan Software GateCycle

Perencanaan pembangunan PLTGU ini menggunakan Software GateCycle dengan referensi Pipe and Instrument Diagram dan Heat Balance Diagram PLTGU PT. PJB UP Gresik. Untuk mempermudah penelitian, Heat Balance Diagram tersebut diberi penomoran pipa setiap tingkat keadaan sebagai notasi pada analisis perhitungan dan tabel hasil. Sebagai contoh pipa nomor 3, menunjukkan tingkat keadaan keluar Combustor menuju Turbin Gas.

Pada combine cycle power plant (PLTGU), energi kimia yang tersimpan dalam bahan bakar gas dan oksigen dari udara dikonversikan menjadi energi termal, energi mekanis, lalu energi listrik untuk penggunaan berkelanjutan dan distribusi secara luas. Setelah dilakukan pengujian oleh PT. Petrokimia Gresik, maka diketahui komposisi kandungan bahan bakar gas sebagai berikut,

Tabel 4.1 Data analisis kandungan bahan bakar

No Jenis Uji Simbol Satuan Hasil Uji

1 Nitrogen N2 % Mole 1,164

2 Carbon _Dioxide CO2 % Mole 0,858

3 Methane CH₄ % Mole 92,669

4 Ethane C₂H₆ % Mole 4,315

5 Propane C3H6 % Mole 0,917

6 I-Butane i−C₄H₁₀ % Mole 0,042

7 N-Butane n−C4H10 % Mole 0,006

8 I-Pentane i−C₅H₁₂ % Mole 0,000

9 N-Pentane n−C₅H₁₂ % Mole 0,000

10 Hexane Plus C6+ % Mole 0,029

Total (%Mole) 100,000

Tabel 4.2 Spesifikasi Gas Turbine Mistubishi Heavy Industries M501D

Model M501DA

Compressor Number of Stages 19

Combustor

Number of Cans 14

Cooling Method Air Cooled

Turbine Number of Stages 4

Rotor Number of Rotors 1

Output Shaft Cold End

Rated Speed 3,600 rpm

Gas Turbine

` 11.4 × 4.5 × 4.8 m

Approx. Weight 190 ton

water makeup, kondensor hingga air ejector satu persatu disambungkan sesuai Pipe and Instrument Diagram. Proses penyambungan juga ikuti dengan memasukkan data-data yang dibutuhkan pada setiap komponen untuk melakukan running. Segala komponen yang dibutuhkan dapat diambil dari toolbar build palette pada software GateCycle. Hasil pemodelan instrument PLTGU UBP Perak dapat dilihat pada gambar 4.2.

Gambar 4.3 Hasil Running Cycle PLTGU yang telah konvergen 4.2 Validasi Hasil Simulasi GateCycle dengan Perhitungan Termodinamika

Validasi dilakukan dengan menggunakan perhitungan termodinamika untuk simulasi combined cycle power plant dengan konfigurasi 3-3-3 dan beban 100% (peak load).

W_{net CC} = (3 x W_{net GT}) + (1 x W_{net ST})

W_{net CC} = 500 MW

W_{net GT} = 103,3 MW

W_{net ST} = 190 MW

0 = 𝑄 _𝑐𝑣 − 𝑊 _𝑐𝑣 + 𝑚 _{𝑖 𝑖} ℎ_𝑖+ 𝑉𝑖

.171,53 MW = 1474160,01 kg

h . (h2- 4,03) 276,6 MW= 1499987,01 kg

d. Efisiensi

d. Total Daya Pompa g. LP Steam Turbine

4.2.3 Combined Cycle

a. Total Daya Netto Combined Cycle W_{net CC} = 3 . W_{net GT} + W_{net ST}

Wnet CC = 3 . 103300 + 189910,38 kW

W_{net CC} = 499910 kW

b. Efisiensi Combined Cycle Ƞ_CC = Wnet CC c. Heat RateCombined Cycle

HR_CC = 860

Tabel 4. 3 Nilai error antara data hasil simulasi GateCycle

dan perhitungan termodinamika

Komponen _GateCycle Nilai _Perhitungan Nilai Error (%)

Ẇnet, cc 499960 499910 0,01

Ƞcc 0,4923 0,4922 0,02

HRcc 1746,7 1747,15 0,02

Dari tabel 4.3 menjelaskan bahwa nilai error antara data hasil simulasi menggunakan software GateCycle dan perhitungan termodinamika adalah dibawah satu persen. Hal tersebut menyatakan bahwa pemodelan simulasi sesuai dengan prinsip-prinsip termodinamika.

4.2.4 Matriks Mass Balance

Pada suatu volume atur dalam keadaan tunak, kondisi massa yang berada di dalam volume atur dan pada daerah batasnya, tidak berubah menurut waktu. Lajua aliran massa serta laju perpindahan energi oleh kalor dan kerja juga konstan terhadap waktu. Penumpukan massa di dalam volume atur, tidak dapat terjadi, sehingga d𝑚 𝑐𝑣/𝑑𝑡= 0 dan dapat dituliskan dengan persamaan,

𝑚 𝑖 𝑖

= 𝑚 _𝑒 𝑒

Gambar 4.4 Matriks mass balance sebelum diketahui mass flow rate setiap tingkat keadaan

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45

Splitter-1 1 -3 m13 0

Mixer-1 1 -1 1 m14 0

Splitter-2 1 -3 m20 0

HP Eco-1 1 -1 m21 0

Splitter-4 1 -3 m29 0

Splitter-5 1 -1 -1 m30 0

Pipe Number Mass Flow

Gambar 4.5 Matriks mass balance sebelum diketahui mass flow rate setiap tingkat keadaan

Air Ejector (Out) 1 -1

4.3 Analisis Kondisi Tingkat Keadaan pada PLTGU Setelah Dilakukan Variasi

4.3.1 Variasi Beban pada Konfigurasi 3-3-1

Tabel 4.4 Hasil Keseluruhan Sistem Konfigurasi 3-3-1

Tabel 4.3 adalah hasil simulasi combined cycle power plant konfigurasi 3-3-1 dengan variasi beban 50%, 75% dan 100%. Dapat dilihat bahwa peningkatan beban pembangkit akan diikuti oleh peningkatan efisiensi netto pembangkit, penurunan heat rate, peningkatan daya output pembangkit serta peningkatan total konsumsi LHV bahan bakar.

Pada beban 50%, pembangkit memiliki efisiensi netto sebesar 42,24% berbanding terbalik dengan heat rate 2035,4 kcal/kWh. Pada kondisi ini, pembangkit memiliki total daya output sebesar 250,02 MW yang terdiri dari turbin gas 44,17 MW sebanyak 3 unit dan turbin uap 117,58 MW sebanyak 1 unit. Pada beban 75%, pembangkit memiliki efisiensi netto sebesar 47,78% berbanding terbalik dengan heat rate 1799,4 kcal/kWh. Pada kondisi ini, pembangkit memiliki total daya output sebesar 375,01 MW yang terdiri dari turbin gas 69,55 MW sebanyak 3 unit dan turbin uap 166,36 MW sebanyak 1 unit.

Pada beban 100%, pembangkit memiliki efisiensi netto sebesar 49,73% berbanding terbalik dengan heat rate 1728,9 kcal/kWh. Pada kondisi ini, pembangkit memiliki total daya output sebesar 500 MW yang terdiri dari turbin gas 99,99 MW sebanyak 3 unit dan turbin uap 200 MW sebanyak 1 unit. Pembangkit pada kondisi operasi ini akan digunakan untuk beban puncak (peak load).

Gambar 4.6 Pemodelan Combined Cycle dengan Konfigurasi 3-3-1

Tiga komponen utama pada turbin gas yakni kompresor, ruang bakar (combustion chamber), dan turbin. Media kerja udara atmosfer masuk melalui sisi inlet kompresor, melewati ruang bakar, dan dilepaskan ke atmosfer setelah melewati turbin. Fenomena-fenomena termodinamika yang terjadi pada siklus Brayton ideal adalah sebagai berikut.

1. Proses 1-2 Kompresi : Udara ambient dengan suhu 32°C, tekanan 1,013 kg/cm², kelembapan relative 80%, masuk ke dalam sistem turbin gas melalui sisi inlet kompresor. Oleh kompresor, udara dikompresikan sampai tekanan 14,18 kg/cm², diikuti dengan volume ruang yang menyempit. Proses ini ditunjukan dengan angka 1-2 pada gambar 4.7. Adapun proses yang tidak terjadi perubahan entropi (isentropic), ditunjukkan pada angka 1-2S.

2. Proses 2-3 Pembakaran: Pada tahap 2-3, udara terkompresi masuk ke ruang bakar. Bahan bakar diinjeksikan ke dalam ruang bakar sebesar 7,18 kg/s , dan diikuti dengan proses pembakaran bahan bakar tersebut. Energi panas hasil pembakaran diserap oleh udara (qin), meningkatkan temperatur udara sebesar 1070,84°C, dan menambah volume udara. Proses ini mengalami penurunan tekanan udara menjadi 13,68 kg/cm². Adapun proses yang tidak terjadi perubahan tekanan (isobaric), ditunjukkan pada angka 2S-3S.

3. Proses 3-4 Ekspansi : Udara bertekanan yang telah menyerap panas hasil pembakaran, berekspansi melewati turbin dan terjadi penurunan tekanan menjadi 1,06 kg/cm². Sudu-sudu turbin yang merupakan nozzle-nozzle kecil berfungsi untuk mengkonversikan energi panas udara menjadi energi kinetik. Sebagian energi tersebut dikonversikan turbin untuk memutar kompresor.

Gambar 4.9 Skema Sistem Pembangkit Tenaga Uap Proses 15-16 : Air bertekanan 3.5 kg/cm² masuk ke preheater

untuk mengalami proses pemanasan secara isobarik (tekanan konstan) dari temperature 51.83°C menjadi 132.63°C. Sumber panas didapatkan dari gas panas dari sisa pembuangan gas turbine.

menjadikan air mengalami kenaikan temperature dari 132.63 °C ke 137.75 °C. Proses 16-19 : Untuk memisahkan O₂ yang terlarut pada

fluida kerja sistem tenaga uap (H2O), diperlukan proses penghantaman air dengan steam produksi LP Evapotaror. Hal itu menjadikan air mengalami kenaikan temperature dari 132.63 °C ke 137.75 °C. Proses 18-20 : Air dipompa dari tekanan 3.5 kg/cm² ke 107.9

kg/cm² . Pada proses yang terjadi pada HP BFP ini, fluida kerja yang masih berfase cair mengalir dengan mass flowrate sebesar 545400 kg/s.

Proses 20-22 : Air bertekanan 107.9 kg/cm² masuk ke HP Economizer-1 untuk mengalami proses pemanasan secara isobarik (tekanan konstan) dari temperature 139.2 °C menjadi 171 °C. Sumber panas didapatkan dari gas panas dari sisa pembuangan gas turbine.

Proses 22-23 : Air bertekanan 107.9 kg/cm² masuk ke HP Economizer-2 untuk mengalami proses pemanasan secara isobarik (tekanan konstan) dari temperature 171 °C menjadi 287 °C. Sumber panas didapatkan dari gas panas dari sisa pembuangan gas turbine.